攻克世界級難題
——我海上高溫高壓鉆完井技術體系躋身世界前列解析

2018年1月8日上午，中共中央、國務院在北京隆重舉行國家科學技術獎勵大會。中國海油等多家單位完成的“南海高溫高壓鉆完井關鍵技術及工業化應用”獲2017年度國家科學技術進步獎一等獎。這是中國海油時隔20年再次獲得技術開發類的國家科技進步獎一等獎。

這套躋身世界前列的高精尖技術，不僅在國內廣泛應用，支撐發現了5個氣田，還應用到美國、英國、印尼、緬甸等多個國家的高溫高壓油氣區。

這套技術經濟價值極大，全面應用后僅直接經濟效益就高達216億元。

“整體水平國際先進，多項技術國際領先！”2016年成果鑒定會上，9位院士作出評價。

是“大煉爐”也是“聚寶盆”，世界級難度倒逼技術創新

地處歐亞、太平洋和印澳三大板塊交匯處的南中國海，與美國墨西哥灣、英國北海并稱全球三大海上高溫高壓海區。但相比其他兩個區，南中國海的溫度、壓力更高。鉆井資料顯示，南中國海地層最高溫249℃，壓力系數2.38。

“壓力系數2.38，相當于1.25萬噸的重物壓在1平方米的面積上，”中國海油湛江分公司（下稱湛江分公司）總工程師李中說，“而且南中國海臺風頻繁，地層高含CO2。可以說，南中國海高溫高壓區是一個名副其實的‘大煉爐’。”

但這里同時也是“聚寶盆”。國土資源部《全國油氣資源動態評價》數據顯示，南中國海高溫高壓區域蘊藏著近15萬億立方米的天然氣，約占南中國海總資源量的1/3。

我國對南中國海高溫高壓的認識與勘探起步晚。上世紀80年代，由于缺乏相關技術、人才，不得已引進6家國際石油公司前來“探寶”。他們耗資49.5億元鉆了15口高溫高壓探井，結果全部失利，并退出勘探權益。南中國海高溫高壓區天然氣勘探由此成為行業公認的世界級難題。

“在高溫高壓區域鉆井，主要難在作業安全與成本兩方面，”李中說，“高溫高壓對鉆具、鉆井液、固井水泥漿的性能以及作業方案、人員能力等都提出很大挑戰，作業時極易誘發井壁失穩、漏失、井噴甚至船毀人亡等事故。鉆井成本很高，動輒數億元。”

勘探權益回歸后，中國海油總結外方經驗和失利教訓，繼續深入探索，很快發現，南中國海高溫高壓鉆井之難具體表現在以下四個方面：

——高壓成因復雜，鉆前壓力預測誤差大，鉆前的井身結構設計無法“量體裁衣”。再加上作業時地層壓力窗口窄、控制難，極易造成溢流井漏甚至井噴，井眼報廢率高達30%。

——受地層高含量CO2腐蝕影響，固井質量差，井筒泄漏風險及環空帶壓比例高，一不小心可能給鉆井平臺造成毀滅性的災難。

——探井完鉆，即使發現良好油氣顯示，也因海上平臺空間狹小，又受臺風、天然氣水合物、沖蝕、震動等影響，測試作業風險高，成功率低。

——海況惡劣、地層復雜，高溫高壓鉆井作業周期長、成本高。

要徹底解放南中國海高溫高壓區域的天然氣，必須攻克這四大難題。

“合縱連橫”聚力，“看靶射箭”攻關，“四路揮師”終突破

攻克四大世界級難題，且是一項龐大的科研工程，單打獨斗絕不可能完成。對此，中國海油加強頂層設計，由旗下的湛江分公司、研究總院、中海油服、海油發展等系統內單位縱向聯合，同時橫向攜手國內石油院校、相關企業，共同攻關。

具體研究中，以國家863研究項目、國家重大專項等項目為依托，湛江分公司充分統籌引領，各單位既密切協作又精細分工，針對四大難題“看靶射箭”深攻關。經過20多年的反復研究、實踐、再研究、再實踐，2010年前后，陸續形成四大創新成果：

——創建了基于多源多機制壓力精確預測的海上高溫高壓安全鉆井技術，可以精準識別地層異常壓力預測和有效控制。

——首創了海上高溫高壓高含CO2氣井多級屏障井筒完整性技術，解決了環空帶壓難題。

——首創了海上多因素多節點高溫高壓測試技術，解決了平臺狹小空間內安全測試難題。——創新形成了海上高溫高壓鉆井綜合提速和儲層保護技術，可以有效提高鉆井效率，大幅降低作業成本。

這四大創新成果互相支撐，組合形成南海高溫高壓鉆井完井技術體系。應用這套技術體系，高溫高壓井鉆井成功率100%，測試成功率100%，平均單井鉆井周期由以前的175天降至52天，成本降低50%。

對標國際，這套技術體系中的許多技術優于國際同行。

例如，首個創新成果——基于多源多機制壓力精確預測的海上高溫高壓安全鉆井技術中，就有3項技術優于國際同行：中國海油壓力預測精度達95%以上，國際同行平均只有70%；中國海油設計的井身結構為5層，國際同行為7~8層；中國海油的微壓差連續循環定量控制系統，能實現0.01 g/cm3~ 0.02 g/cm3壓差控制，國際同行只能實現0.05 g/cm3~0.08 g/cm3的控制壓差。

再比如，海上高溫高壓高含CO2氣井多級屏障井筒完整性技術中，中國海油的固井水泥漿體系及配套固井添加劑，能使固井優良率達100%，而國外知名油服企業在南海高溫高壓區域提供服務，固井優良率低于60%；中國海油首創的海上6級屏障井筒完整性技術，環空帶壓為零，國際同行只有2級屏障，環空帶壓比例達50%~70%。

測試技術方面，中國海油能實現8大因素、98個安全控制節點，外方測試流程只考慮6大因素，安全節點少。鉆井綜合提速和儲層保護方面，中國海油基于巖石粘塑性變化特征的鉆井提速工具和鉆頭，平均機械鉆速5.32 m/h，同區塊外方只有2.03 m/h；中國海油鉆完井液體系儲層保護效果好，單井費用200萬元，外方效果相對欠缺，單井費用高達5 000萬元。得益于此，在南海相鄰區域鉆高溫高壓井的費用僅為外方的四分之一。

如今，這套技術體系已獲專利122件，專著5部、論文169篇、軟件著作權34項。

全面應用建功南海，反向輸出“花香”國外

掌握了技術利劍，中國海油對鉆高溫高壓井有了自信，同時也取得了豐碩的勘探成果。

應用這套技術體系，湛江分公司已安全鉆探了54口高溫高壓井，支撐發現了5個高溫高壓氣田：2010年、2012年，先后發現東方13-1與東方13-2兩個大氣田，近年又先后發現了陵水13-2、樂東10-1等氣田。

“相比以前，近年我們實施的探井井底溫度、壓力明顯上了臺階。”李中說，“例如，今年10月完鉆的樂東10-1-3井，溫度接近200℃，儲層壓力13 000 psi。”

近200℃的高溫，達到了井下工具耐溫極限的98%，儲層壓力超過13 000 psi，達到了工具耐壓極限的87%，近9 000 psi的壓差，也接近了工具的極限。但應用這套技術體系，樂東10-1-3井最終順利完鉆并成功測試，發現了樂東10-1氣田。

近年實施的南海高溫高壓探井還面臨深水、低滲等難題，例如2015年實施的陵水25-1-1井，水深近千米；同年實施的樂東10-1-1井，儲層超低滲。正是應用這套技術體系，這兩口井成功實施，并發現了我國首個深水高溫高壓氣田陵水25-1。

受益于這套技術，中國海油還高效開發投產了我國首個高溫高壓氣田東方13-1，鉆井工期較設計提前40%，節省費用1.3億元。投產后產能超預期。

這套技術體系的適應性很強，不僅適用于高溫高壓井，在常規探井中也能有效應用，而且體系中的單項技術均實現推廣應用，僅固井技術就已應用于600口井。

不只是湛江分公司，其他參與技術攻關的單位從這套技術體系也獲得了可觀的“紅利”：中海油服通過技術服務和產品銷售，累計創效28.67億元；海油發展通過設計技術和配套工具技術服務，累計創效7.84億元；深圳一公司創新的技術和產品，已創效2.11億元。

這套技術體系還走出國門，在國外高溫高壓區塊48口井中成功應用，其中美國墨西哥灣8口、英國北海7口、伊拉克米桑18口。“最初我們無技術、無人才，只能全盤引進外國石油公司的技術勘探南海，如今反向輸出技術，我們很自豪。”湛江分公司技術研發人員李炎軍說。